evolucion perspectivas chicontepec dic2001
DESCRIPTION
yacimientosTRANSCRIPT
EVOLUCIÓN Y PERSPECTIVAS DE LOS FRACTURAMIENTOS HIDRÁULICOS EN EL
PALEOCANAL CHICONTEPEC
Ing. Abel Morales VegaIng. Angel Lavalle Hurtado
EVOLUCIÓN Y PERSPECTIVAS DE LOS FRACTURAMIENTOS HIDRÁULICOS EN EL PALEOCANAL CHICONTEPEC
INDICE
RESUMEN
ANTECEDENTES
DESARROLLO DEL TEMA
EVALUACIÓN DE FRACTURAMIENTOS ORIENTACIÓN DE LAS FRACTURAS
PERSPECTIVAS DE LOS FRACTURAMIENTOS HIDRÁULICOS EN EL
PALEOCANAL CHICONTEPEC CONCLUSIONES
REFERENCIAS
1
Evolución y Perspectivas de los Fracturamientos Hidráulicos en el Paleocanal Chicontepec
Resumen:El principal yacimiento de aceite del Activo de Producción Poza Rica, sin lugar a
dudas es el yacimiento Chicontepec, el cual cuenta con una reserva probada de
9725 MMBPCE (6543MMB de aceite y 16769 MMMPC de gas), este yacimiento se
encuentra constituido por una alternancia de areniscas y lutitas, cuyo espesor varía
de 0.01 m hasta 3.0 m en el mejor de los casos, con permeabilidades que van desde
0.1 hasta 10 md, las cuales para poder ser explotadas, es necesario aplicar la técnica
de fracturamiento hidráulico con apuntalante.
El primer pozo que se fracturó con esta técnica, fue el pozo Presidente Alemán No.
126 en noviembre de 1971, el cual incrementó su producción de 13 a 82 BPD,
después de haberse fracturado con 52572 gals. de aceite estabilizado de la misma
formación, 24 200 lbs. de arena 10-20 y 26 840 lbs. de arena 20-40.A la fecha se han
efectuado alrededor de 700 fracturamientos en 500 pozos de los campos; Agua Fría,
Tajín, Presidente. Alemán, Miquetla, Soledad y pozos exploratorios, se han utilizado
11 sistemas de fluidos fracturantes y 3 tipos de mallas de arena.
Como resultado de un análisis estadístico de los fracturamientos realizados en el
Activo de Producción Poza Rica, se ha determinado que son 2 los factores
determinantes para obtener la respuesta de producción esperada y son: la longitud de
fractura y el fluido fracturante. En este trabajo se presenta una cronología de la
aplicación de la técnica de fracturamiento, desde 1971 hasta el año 2000,la cual de
acuerdo a los fluidos fracturantes utilizados, se divide en tres etapas: aceite
estabilizado, fluidos base kerosina y fluidos base agua, asimismo, se presenta el
resultado de estos fracturamientos , un análisis comparativo entre ellos, así como una
propuesta para la aplicación de esta técnica en el desarrollo del Paleocanal
Chicontepec.
2
Antecedentes: La técnica de fracturamiento hidráulico con apuntalante, inició en 1948. El primer
tratamiento se llevó a cabo utilizando pequeños volúmenes de aceite para
Transportar la arena y crear la fractura apuntalada. Para asegurar la compatibilidad
del fluido fracturante con el fluido de formación, el tratamiento fue realizado con aceite
crudo de la misma formación.
El yacimiento Chicontepec fue descubierto en 1926, pero debido a su baja aportación
de aceite originada por su baja permeabilidad, no se consideró rentable para su
explotación, sin embargo, con la aplicación de la técnica del fracturamiento hidráulico
con apuntalante en 1971,en el pozo Presidente Alemán No.26,el cual incrementó su
productividad 6.3 veces, es decir, de 13 a 82 BPD , el interés por la explotación de los
hidrocarburos contenidos en las areniscas del Chicontepec, se puso de manifiesto
nuevamente y desde esta fecha, se adoptó como parte de la terminación y/o
reparación de pozos en esta formación, el fracturamiento hidráulico.
Durante estas tres décadas, se han efectuado alrededor de 1300 fracturas en la
formación Chicontepec de las cuales, 70% se han realizado en los campos del Activo
de Producción Poza Rica, en los que se han utilizado diferentes tipos de fluidos
fracturantes , así como diferentes tipos de arenas y tamaños de mallas de las mismas
( tabla I).
La gráfica 1, muestra el resultado de la aplicación de esta tecnología y se observa
que se han obtenido un total de 108 MM Bls de aceite y 193 MMMPC de gas, que
corresponde al 1.06 % y 1.15 % de las reservas probadas respectivamente.
3
•Utilizados con mayor frecuencia
TIPO DE FLUIDO
*SAND-OILESBAMy-T-Oil-I*My-T-Oil-IIVersa-GelWater-GelYF-GO-II*YF-GO-IIIYF-GO-IVYF-240yf-230YF-235YF-140YF-120
COMPOSICIÓN
ACEITE ESTABILIZADOESPUMA BASE AGUAKEROSINA GELIFICADAKEROSINA GELIFICADAGELATINA BASE AGUAGELATINA LINEAL B.A.KEROSINA GELIFICADAKEROSINA GELIFICADA KEROSINA GELIFICADAGELATINA BASE AGUAGELATINA BASE AGUAGELATINA BASE AGUAGELATINA BASE AGUAGELATINA BASE AGUA
CONCENTRACÍÓN MÁXIMA(lb/gl)
3.5 (máx 4.0 (máx) 5.0 (máx) 8.0 (máx) 5.0 (máx) 5.0 (máx) 5.0 (máx) 8.0 (máx) 8.0 (máx)12.0 (máx)12.0 (máx)12.0 (máx)12.0 (máx)12.0 (máx)
ARENA
Ottawa
*Brady
Budger*UniminSuper SandAcfrac BlackCarbolitePR-6000Optiprop
MALLA
10-20, 12-20,20-4010-20, 12-20,20-4012-2012-20, 20-4012-2012-2012-1812-20, 12-1816-30
Tabla I
FLUIDOS FRA CTURANTES APUNTALANTES
Desarrollo del Tema:El éxito de la recuperación de las reservas de hidrocarburos del Paleocanal
Chicontepec se funda principalmente en el fracturamiento hidráulico, debido a que la
formación donde se encuentran contenidos los hidrocarburos de este yacimiento está
constituido de una alternancia de láminas de areniscas y lutitas de pequeños
espesores y de permeabilidades que oscilan entre los 0.1 y 10 md, de tal forma, que
para poder explotar esta formación necesariamente se debe aplicar la técnica de
fracturamiento hidráulico con apuntalante, el cual debe considerarse como la
culminación de todos los esfuerzos realizados por un gran número de especialistas en
todas las ramas de la Ingeniería Petrolera como son; las Geociencias, Ingeniería de
Yacimientos, Perforación y Terminación de pozos y sin menoscabar, todo el apoyo
operativo; por tal motivo, es de vital importancia analizar detenidamente la cadena de
proceso de un fracturamiento hidráulico, desde la toma y recopilación de la
información necesaria para la elaboración de los diseños, el material para preparar el
fluido fracturante, los apuntalantes hasta la supervisión de la operación, ya que del
resultado de la aplicación de esta técnica, dependerá el éxito del proyecto.
4
Historia de produccion de aceite Paleocanal Chicontepec
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
20000
1952
1954
1956
1958
1960
1962
1964
1966
1968
1970
1972
1974
1976
1978
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
TIEMPO, AÑOS
AC
EITE
(BPD
)
P. ALEMAN
SOLEDAD MIQUETLA
ARAGONCOYOTES
AGUA FRIA
ESCOBAL
SOLEDADNORTE
TAJIN
PROD. ACUM. ACEITE (MMB) = 108PROD. ACUM. GAS (MMMPC) = 193RESERVA AL 1/enero/01 (MMBPCE) = 18789
FECHA DE INICIODE EXPLOTACIÓN
P. ALEMÁNSOLEDADMIQUETLASOLEDAD NORTEARAGÓNCOYOTESHORCONESTAJÍNAGUA FRÍAESCOBAL
JULJUNMAYDICFEBDICMARENEENEMAR
1952196219721973197519751977198019881992
Gráfica 1
HORCONES
En la aplicación de esta técnica desde,1971 hasta 1978 se efectuaron fracturamientos
hidráulicos con aceite estabilizado como fluido fracturante, posteriormente, en los
años de 1979 a 1994, se introdujeron los fluidos base kerosina y espumas, además
de efectuarse pruebas con algunos fluidos base agua tales como; el Versa-Gel y
Water-Frac, los cuales se probaron en 1979 con resultados poco favorables, debido a
la baja efectividad de los rompedores utilizados en ese tiempo.
En 1993, con la aplicación de nuevos rompedores químicos y de relativa baja carga
polimérica se efectúan nuevamente tratamientos de fractura con resultados
satisfactorios, y así, de 1993 al año 2000 se han utilizado las gelatinas base agua
como fluido fracturante ( tabla II).
En cuanto al material apuntalante para sustentar las fracturas, se han utilizado de
diferente minas y de diferente malla y material, es decir, naturales y artificiales, como
se observa en la tabla I.
Evaluación de los fracturamientos.La evaluación de los primeros fracturamientos hidráulicos, únicamente se basaba en
la respuesta de producción del pozo, es decir, dependiendo del comportamiento de
producción a la apertura del pozo, se calificaba de éxito o fracaso, no se efectuaban
análisis de los resultados.
5
SAND-OILMY-T-OILESBAVERSA-GELWATER FRACYF-GO-IIYF-GO-IVYF-GO-IIIMY-TOIL-IIYF-240YF-650YF-120 LGYF-140YF-235
SISTEMA
ACEITE ESTABILIZADOGELATINA BASE KEROSINAESPUMA BASE AGUAGELATINA BASE AGUAGELATINA BASE AGUAGELATINA BASE KEROSINAGELATINA BASE KEROSINAGELATINA BASE KEROSINAGELATINA BASE KEROSINAGELATINA BASE AGUAGELATINA BASE AGUAGELATINA BASE AGUAGELATINA BASE AGUAGELATINA BASE AGUA
FLUIDOFRACTURANTE
AÑO
1971-1978, 1992 Y 19931979-19911981-1983197919791987-19911988-19931992-19941992-19941995-19971993-19941996-19971997-19981998
EVOLUCIÓN FRACTURAMIENTOS HIDRAÚLICOS CON APUNTALANTE
Tabla II
No se corrían curvas de incremento o decremento para evaluar la efectividad de los
fracturamientos, ni prefractura ni postfractura, por tal motivo, no podíamos saber cual
había sido la causa del éxito o fracaso. Características del yacimiento?, información
proporcionada por los diseños?, preparación de las gelatinas?, rompedores de
gelatinas?, daño ocasionado por gelatinas?, tipo de arena?, etc.
Uno de los primeros análisis que se realizaron fue el del fracturamiento hidráulico del
pozo Agua Fria No. 829 , el cual se fracturó el día 14 de octubre de 1992 con 96
710 gals de gel base kerosina y 208 000 lbs de arena carbolite malla 12-18.En este
pozo, se corrió una curva de incremento que duró 9 días y que aportó los siguientes
resultados.
Horner Curvas Tipo DiseñoPermeabilidad (K) md 8.0 3.6 6.0Capacidad de fllujo (Kh) md-pie 1858.0Daño (S) 4.66 4.60Longitud de fractura (Xf) pies 750Conductividad de fractura (Xfw) md-pie 3285 17802Conductividad dimensional 1.22Presión extrapolada (P*) psi 2498
Más tarde en el año 2000, se efectuó la evaluación de los pozos Tajín No 303, 331,
358 y 378 con los siguientes resultados tabla IV.
Como se puede observar en estas evaluaciones, los parámetros de diseño difieren
mucho respecto a los calculados con los análisis de las curvas de incremento.
Esto llevó a efectuar un análisis mas detallado de los últimos fracturamientos
Hidráulicos efectuados en 9 reparaciones mayores del campo Tajín, para determinar
cuales fueron las causas de éxito y/o fracaso en cuanto a resultados de producción se
refiere.
En la tabla III se puede observar el tipo de fluido utilizado ( base de agua ),
volúmenes y cantidades de arena, así como las concentraciones promedio para cada
pozo. En la tabla IV se presentan los resultados de producción. Algo muy importante
que se ha observado al efectuar fracturamientos con gelatinas base agua, es que la
mayoría de los pozos requieren de un sistema artificial para poder explotarlos, lo cual
6
no sucede cuando se fracturan con fluido base aceite. Esto se puede explicar de
manera sencilla y práctica, si consideramos que la densidad del aceite y de la gelatina
base kerosina se encuentra en el rango de 0.88 a 0.92 gr/cc y que la densidad de la
gelatina base agua es de 1.02 a 1.05 gr/cc;a una profundidad de 1800.0 m, la presión
hidrostática al final de la operación será la siguiente:
Phkero = 1800 x 0.92 = 165.6 kg/cm² PHw = 1800 x 1.05 = 189 kg/cm²
10 10
Una diferencia de 23.4 kg/cm², es suficiente para evitar que los pozos fluyan por
energía propia, por lo que se hace necesario la aplicación de un sistema artificial de
producción.
En la tabla V se muestran los resultados de la longitud, altura, amplitud y
conductividad calculados en el diseño y obtenidos con el análisis de pruebas de
presión y registros espectrales, referente a la comparación de los parámetros
obtenidos del diseño y los calculados con las pruebas de presión, se observa una
diferencia muy marcada en las longitudes y conductividades, diferencias desde un 25
a 50% respecto a las longitudes y un 50% en las conductividades. En esta tabla
también se pueden observar los contrastes que se tienen al comparar las alturas y
amplitudes obtenidas con el diseño por un lado y con el registro espectral por el otro,
así por ejemplo tenemos que mientras en el pozo Tajín 303 para el diseño, se
utilizaron 56 m. de altura , el registro espectral nos indica una altura de 45 m. y que
para el Tajín 331, se utilizaran 73 m. de altura para el diseño, en el registro
7
POZO
TAJÍN
TIPO DE FLUIDO
VOL. TOTALFLUIDO DEFRACTURA
(gal)
VOL. PRE-COLCHON
(gal)
GASTO (bpm)
TIPO DEARENA
CANTIDADDE ARENA
(lbs)
CONC.(LBS/GAL)
VOL.COLCHON
(gal)
N° DE MALLA
324
303
316
378
326
358
331
302
304
1 - 7
1 - 9
1 - 8.5
1 - 8
1 - 8
1 - 8
1 - 8
1 - 8
1 - 7.5
YF-130 LG
YF-230 HPG
YF-230 HPG
YF-230 HPG
YF-230 HPG
YF-230 HPG
90, 893
86, 198
94, 535
88, 867
85, 426
87, 602
83, 794
81, 136
95, 474
38, 697(DATA-FRAC+ PBA. INY)
28, 000
40, 000
29, 804
39, 823
30, 000
34, 500
35, 000
39, 891
39, 852
20
20
22
22
22
22
22
20
21
PR-6000
PR-6000C-Lite(PropNet)
TEMEPERDDC
12/20
12/2012/18
12/20
111, 600
170, 00051, 000
235, 000
7, 926(PBA INY.AROMINA)
23, 778(PBA INY.SAL+ AROMINA)
15, 852(SAL. KCL)
12/2012/18
187, 50011, 500
13, 926(GEL WF-230
SAL. KCL)
12/2012/18
218, 00032, 000
7, 133(GEL LINEAL)
12/2012/18
200, 00040, 000
7, 926(SAL. KCL)
12/2012/18
200, 00025, 000YF-230 HPG
7, 926(SAL. KCL)
YF-230 HPG
YF-230 HPG15, 136
(GEL WF-230SAL. KCL)
PR-6000Optiprop
12/2016/30
12/2016/30
PR-6000Optiprop
198, 60050, 000
195, 00016, 600
PR-6000C-Lite(PropNet)
PR-6000C-Lite(PropNet)
PR-6000C-Lite(PropNet)
PR-6000C-Lite(PropNet)
TIPOS DE FLUIDOS Y ARENAS UTILIZADOS EN LOS FRACTURAMIENTOS
Tabla III
espectral se observan únicamente 24 m., lo mismo sucede con las amplitudes donde
se observan diferencias muy marcadas.
Al comparar los resultados de los registros espectrales con los registros evaluados
de cada uno de los pozos,se pueden observar las diferencias antes mencionadas. En 8
EVALUACIÓN DE GEOMETRIA DE FRACTURASEVALUACIÓN DE GEOMETRIA DE FRACTURAS
POZOTAJÍN
LONGITUD(m)
ALTURA(m)
AMPLITUD(pg)
CONDUCTIVIDAD(md-ft)
DISEÑOPRUEBA
DEPRESIÓN
DISEÑO Registroespectral DISEÑO DISEÑO
PRUEBA DE
PRESIÓN
324
303
16
378
326
358
331
302
304
Ajustede
Presión.
117
121
143
180
164
145
177
107
132
145
173
119
122
122
NO
107
NO
NO
54
56
44
43
47
57
47
68
48
49
40
59
95
45
NO
26
0.20
0.184
0.22
0.28
0.28
0.172
0.157
0.157
0.19
0.152
0.182
0.208
0.11
0.16
0.25
0.20
4196
4022
3006
4339
3829
7254
5187
4548
1843
2216
5800
2009
NO
NO
NO
NO
0.1
0.11
0.3
45
48NO NO67 52 0.17 3565
Registroespectral
Ajustede
Presión.
Ajuste de
Presión.
Ajustede
Presión.
40
3576 0.150 2872 4672 1900
2078
142 126 73 50 0.124 0.16224107 0.10 2117 2498 989
166 148 107 80 0.101 0.30335 4568 -
NO NO
Tabla V
Tabla IV
RESULTADOS POZOS REPARADOS Y FRACTURADOS CAMPO TAJÍNRESULTADOS POZOS REPARADOS Y FRACTURADOS CAMPO TAJÍN
324 1565 - 1590 50 01-03-2000 26-02-2000 FABMCBM por no fluir(26-05-00),daño por fluido de fractura
POZOTAJIN
INTERVALO( m )
CPO FECHA DEFRACTURA
Q. INIC.
(BPD)OBSERVACIONES
303 1525 - 1560 20 01-03-2000 09-03-2000 49
316 1715 - 1750 90 10-03-2000 27-03-2000 9CBM por no fluir (30-03-00),Pfe= 125 kg/cm2.
378 1685 - 1714 70 07-04-2000 03-04-2000 74 Fluyente, inicio producción8-04-00 CBM Dic/2000
358 1630 - 1667 60 30-04-2000 12-05-2000 57Fluyente, inicio producción16-05-00. CBM Nov/2000
326 1765 - 1782 95 23-04-2000 17-05-2000 CBM por no fluir (14-07-00)
331 1705 - 1732 80-85 21-04-2000 26-05-2000 31
302 1713 - 1745 80-85 13-05-2000 21-06-2000 CBM por no fluir (4-08-00)
304
1787 - 1815 90 28/29-jun sinequipo
04/07-2000
80
Q. PROG.
(BPD)
100
90
90
120
80
80
80
80 51 CBM por no fluir (27-07-00),Pfe= 187 kg/cm2
FECHA DE INTERV. CON EQ.
CBM por no fluir (17-08-00),Pfe= 184 kg/cm2
Fluyente, inicio producción22/03/00
97
Q. ACT.
(BPD)
220
80
166
144
75
215
134
84
1887 - 1910 100 27-03-2000 25-04-2000 0 0Se intento fract. sin éxito,solamente admitió 350 scsde arena
0
Np.
(Mbls)
1.39
45.17
20.94
36.20
12.78
2.12
8.92
4.86
4.1
0
800 1215 271 136.48
FABM
FABM
Oct/2001
7
las fig. 1 y 2,se contempla, que dentro de la fractura principal existen canales
preferenciales de flujo y como puede apreciarse en los registros evaluados, dichos
canales, corresponden a las capas con contenido de hidrocarburos, de aquí,
podemos
deducir que el contraste de longitudes obtenidos con el diseño y calculados con las
pruebas de presión, pueden deberse a este comportamiento de la fractura, y esto
lógicamente nos modifica en mucho el pronóstico de producción, ya que éste se
determina suponiendo que todo el intervalo disparado esta expuesto a producción, y
que la longitud de fractura corresponde a la obtenida en el diseño.
9
COMENTARIOS
• El CRECIMIENTO TOTAL DE LA FRACTURAAPARENTA ESTAR BIEN CONTENIDA. EN LAPARTE SUPERIOR DEL INTERVALO (15 M) SEOBSERVA COLOCACIÓN UNIFORME DE FLUIDOY APUNTALANTE QUE APARENTA SERRELATIVAMENTE HOMOGÉNEO.
• LA PARTE INFERIOR DEL INTERVALOAPARENTA ESTAR SUB-ESTIMULADA,POSIBLEMENTE DEBIDO A UNA DIFERENCIA ENLITOLOGIA, EFECTIVIDAD DE DISPAROS OESFUERZOS A TRAVES DE TODO ELINTERVALO.
REGISTRO ESPECTRAL TAJIN-303
1525
1560
Figura 1
De este análisis pudimos concluir lo siguiente:
Mientras que los fluidos de fractura base agua requieren de concentraciones de
polímeros de 20 a 30 lbs/Mgals ó más, los fluidos base hidrocarburos necesitan
de 6 a 8 lbs/Mgals., para alcanzar las viscosidades necesarias para abrir, extender
la fractura y transportar el apuntalante. Por lo anterior, los primeros tienden por
naturaleza, a causar mas daño a la permeabilidad de la fractura que los fluidos
base hidrocarburos.
El fluido fracturante base agua provoca daño a la conductividad de la fractura, ya
que solamente retorna de un 40 a 60% del mismo, quedándose el restante en la
fractura.
10
REGISTRO ESPECTRAL TAJÍN - 331 COMENTARIOS• LA DISTRIBUCIÓN DEL COLCHÓN Y EL
APUNTALANTE TRAZADO PARECE SERUNIFORME A TRAVÉS DEL INTERVALOFRACTURADO.
• AL PARECER LOS 5 M SUPERIORES DELINTERVALO DISPARADO NO ACEPTARONAPUNTALANTE. UN ANÁLISIS MÁS A FONDODE LOS REGISTROS DE AGUJERODESCUBIERTO PODRÍA CORROBORAR SIESTO FUE DEBIDO A CAMBIOS LITOLÓGICOSEN EL YACIMIENTO.
• EL DESARROLLO DE ALTURA, 24 M DEFRACTURA APUNTALADA SE OBSERVADESDE POR LO MENOS 1,710 A 1,734 M.
1705
1732
Figura 2
La producción de arena no pudo evitarse aún utilizando arenas curadas y aditivos
para control de arena (propnet).
Los registros espectrales son de gran ayuda para determinar parámetros de la
fractura y para ajustar los datos de diseño.
El fluido fracturante controla el pozo, por lo que se hace necesario un sistema
artificial para su inducción y limpieza.
En base a los registros espectrales y evaluados, se pueden optimizar los
fracturamientos hidráulicos, si se seleccionan para fracturar únicamente los intervalos
que contengan hidrocarburos.
Como consecuencia de este análisis, se determinó que los parámetros más
importantes que influyen en los resultados de un fracturamiento son tres; la
presión
del yacimiento, la longitud de fractura y el fluido fracturante, ya que de este último
dependerán muchos elementos que se encuentran involucrados en la cadena de
proceso del fracturamiento hidráulico dentro de los cuales podemos mencionar
compatibilidad con la roca y los fluidos de formación, rompimiento eficiente y retorno
eficaz del gel y capacidad de acarreo del apuntalante.
Otra forma que se utilizaba para determinar el crecimiento y forma de la fractura,
consistía en correr un registro de temperatura (Fig.3), el cual, comparado con los
registros radiactivos y/o de inducción, proporcionaba el espesor de la fractura.
Registro de temperatura pozo Tajín-337
11
Figura 3
En los años 90’s, con la aplicación del Registro Espectral (Figs.1 y 2), se pudo
determinar de manera mas detallada la altura y anchura (en la cara del pozo) de la
fractura creada y esto sirvió para conocer la parte del intervalo que realmente admitió
fluido y arena, dando como resultado la geometría de la fractura en la cara del pozo,
aunado a esto,se corrieron registros PLT (Agua Fria 867) para determinar el volumen
y tipo de fluido por intervalo ( en el caso de fracturamiento múltiple ), obteniéndose
resultados satisfactorios que nos llevaron a tomar excelentes decisiones para
optimizar la explotación de los pozos con fracturas múltiples (2 ó más intervalos
fracturados y explotados simultáneamente).
Derivado de lo anterior, se decidió realizar un análisis estadístico de todos los
fracturamientos efectuados en el Activo de Producción Poza Rica desde 1971 hasta
el año 2000. Este análisis comprende los tratamientos realizados en los campos;
Agua Fría, Tajín, Presidente Alemán, Soledad, Miquetla y Escobal (Tabla VI).
*Los registrados en los expedientes de pozos.
En la gráfica 2, se puede observar el comportamiento de producción de 50 pozos
fracturados con aceite estabilizado y 50 pozos fracturados con fluido base Kerosina
12
Tabla VI
CAMPO FRACTURAMIENTOS Np(MBls)
Agua Fría 150 19360Tajín 285 16402Presidente Alemán 138 17909Soledad 97 11422Miquetla 85 9272Escobal 25 1498Coyol 12 274Soledad Norte 305 20443Coyotes 90 5546Horcones 21 1605Aragón 19 1187Exploratorios 58 3287
TOTAL 1285 108205
del campo Presidente Alemán, y como se puede contemplar, la recuperación de
aceite a 71 meses es 2.3 veces mayor cuando se utilizó aceite estabilizado que
cuando se utilizó kerosina como fluido fracturante, y en la gráfica 3 para ser mas
congruentes, se compara el comportamiento de producción de 24 pozos fracturados
en el mismo cuerpo (C) con diferente fluido fracturante, observándose una
recuperación de 2.1 veces mayor en los pozos fracturados con aceite estabilizado.
13
S A N -O I L V S M Y -T -O I L C P O . C
0
5 0 0 0 0
1 0 0 0 0 0
1 5 0 0 0 0
2 0 0 0 0 0
2 5 0 0 0 0
3 0 0 0 0 0
AC
UM
UL
AD
A (
BL
S)
1 0
1 4
1 8
2 2
2 6
3 0
3 4
3 8
4 2
4 6
5 0
ME
SE
S
24
24
0.5 a 2.5
1 a 8
Sand-Oil
My-T-Oil
76 000
84 500
Unim in
Unim in
10 - 2020 - 40
10- 20ó
12- 20
128 000
172 000
2, 3, 4 Y6
6, 13
2 918 076
1 361 162
C
C
Nº DE
POZOS
TIPO DE FLUIDO
FLUIDO DEFRACTURA
( gal )
TIPO DEARENA
CANTIDADDE ARENAPRO M.(lbs)
CO NC.(LBS/GAL)
N° DE MA LLA
DENS. DISP.( cpm )
Np ( bls )
CPO .
Gráfica 3
AC
EIT
E (
BP
D)
AC
UM
UL
AD
A (
BL
S)
AC
EIT
E (
BP
D)
AC
UM
UL
AD
A (
BL
S)
P T E . A L E M Á N S A N D - O I L ( 5 0 P o z o s )
0
5 0
1 0 0
1 5 0
2 0 0
2 5 0
3 0 0
1 4 7
10
13
16
19
22
25
28
31
34
37
40
43
46
49
52
55
58
61
64
67
70
0
1 0 0 0 0 0 0
2 0 0 0 0 0 0
3 0 0 0 0 0 0
4 0 0 0 0 0 0
5 0 0 0 0 0 0
6 0 0 0 0 0 0
7 0 0 0 0 0 0
8 0 0 0 0 0 0
9 0 0 0 0 0 0
M e s e s ( p r o m e d i o )
P T E . A L E M A N M y - T - O i l ( 5 0 p o z o s )
0
5 0
1 0 0
1 5 0
2 0 0
2 5 0
3 0 0
1 4 7
10
13
16
19
22
25
28
31
34
37
40
43
46
49
52
55
58
61
64
67
70
M E S E S ( p r o m e d i o )
0
5 0 0 0 0 0
1 0 0 0 0 0 0
1 5 0 0 0 0 0
2 0 0 0 0 0 0
2 5 0 0 0 0 0
3 0 0 0 0 0 0
G r á f i c a 2
SAND-OIL VS MY-T-OIL CPO. C
La pregunta sería,¿porque este comportamiento?
Bueno, si tomamos en cuenta que el yacimiento Chicontepec por sus características
se considera un yacimiento de baja permeabilidad, las fracturas deben ser diseñadas
con máximas longitudes, con el fin de obtener la máxima recuperación de
hidrocarburos. Para alcanzar longitudes considerables es necesario utilizar bajas
concentraciones de arena (0.5 a 4 lbs/gal) y bajos gastos 18-25 bpm durante la
operación.
Después de analizar la información de los reportes de fracturamiento con aceite y con
gel base kerosina, observamos que los primeros utilizaron concentraciones de (0.5 a
3.0 lbs/gal) y que su gasto de bombeo promedio fue de 20bpm, mientras que en los
fracturamientos con gel base kerosina, se usaron concentraciones de 1 a 4 lbs/gal y
gastos promedio de 23bpm en el campo Presidente Alemán, al analizar los demás
campos, también se pudo observar estas diferencias, mayores concentraciones y
gastos para fracturamientos con fluidos base kerosina y mucho mayores al utilizar
gelatinas base agua (Tabla I), si a esto, le agregamos el daño a la conductividad
provocada por los polímeros utilizados para incrementar la viscosidad de las
gelatinas, tendremos la respuesta a nuestra pregunta.
Otro fenómeno que se pudo observar, fue que los pozos fracturados con aceite o con
fluido base aceite o kerosina, duraban mayor tiempo como fluyentes que los que se
habían fracturado con gel base agua.
14
AGUA FRIA CUERPO 20
0
50000
100000
150000
200000
250000
300000
350000
AF-856 AF-834 AF-858 AF-836
ACUM
ULAD
A (B
LS)
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
MES
ES70% FLUY.30% BN
62% FLUY.38% BN
100% BN
100% BN
Q=25 BPD
Q=34 BPD
Q=24 BPD
Q=30 BPD
SAND-OIL MY-T-OIL II (BASE KEROSINA) YF-230 (BASE AGUA)
185000 LBSC=1 - 5
151100 LBSC=1 - 2.7
266000 LBSC=1 - 9
256000 LBSC=1 - 10
YF-240 (BASE AGUA)
GRAFICA 4Gráfica 4
En la gráfica No. 4, se presentan 4 pozos del campo Agua Fría, fracturados con
aceite estabilizado, kerosina y agua como fluido fracturante y nuevamente se puede
observar una diferencia en su recuperación de aceite, así como, del porcentaje de
tiempo que han estado como fluyentes y con sistema artificial respectivamente.
Algo muy interesante que se pudo observar y que requiere ser analizado
detalladamente, es el hecho de que los pozos fracturados con fluido base aceite
mantienen una producción de gas relativamente baja, comparada con los pozos
fracturados con fluido base agua, lo cual es perjudicial para este tipo de yacimientos,
ya que éste (el gas) es su fuente principal de energía (yacimiento de gas disuelto).
Orientación de las fracturas.Otro aspecto de vital importancia en el desarrollo de campos con pozos terminados
con la técnica de fracturamiento hidráulico es la orientación de las fracturas, puesto
que dependiendo de este parámetro, se podrá decidir el patrón de pozos tanto para
su explotación como para la inyección de fluidos, en un proceso de recuperación
secundaria.
En los campos del Paleocanal Chicontepec, la orientación de las fracturas se ha
determinado a través de 3 métodos.
Análisis de registros geofísicos (registros de pozos)
Relajación de núcleos (pozo Agua Fría - 767 1992)
Núcleos orientados (pozo Agua Fria - 853 1998)
15
Como se puede observar en la figura No.4 la orientación de la fractura calculada con
núcleos orientados es N 38 E, la cual mantiene una similitud con la determinada por
registros y el método de relajación.
Perspectivas de los fracturamientos hidráulicos en el Paleocanal Chicontepec.
El conocimiento adquirido a través de todos los diseños, operaciones y los resultados
en la aplicación de la técnica de fracturamiento hidráulico en el Paleocanal
Chicontepec, nos ha proporcionado suficientes herramientas para optimizar y
16
Figura 4
garantizar los resultados de los fracturamientos futuros. Como se comentó
anteriormente, uno de los principales factores que afectan el comportamiento de
producción de los pozos del Chicontepec, es el fluido fracturante, ya que la
permeabilidad de la fractura se ve muy perjudicada por los agentes gelificantes
comúnmente usados en los fluidos de fractura. Esto se debe a los residuos insolubles
que están presentes en los polímeros viscosificantes originales o formados durante su
degradación.
Por tal razón, es de vital importancia poner atención en el fluido fracturante, que de
aquí en adelante deberá utilizarse en los tratamientos, según lo analizado, el fluido
que mejores resultados proporcionará , es aquel que reúna las siguientes
características:
Buena capacidad de acarreo
Mínima concentración de agentes gelificantes
Rompedores de gelatina eficientes
Baja densidad
Por lo anterior, la selección del fluido de fractura, no debe realizarse en base a una
posible sensibilidad de la formación, sino en base a un posible daño a la
conductividad de la fractura; de seleccionar un fluido base agua, éste deberá contener
concentraciones apropiadas de rompedor de gelatina.
El otro factor que influye directamente en la productividad de los pozos y que no debe
perderse de vista, es la longitud de fractura, ya que como se observa en la figura 5, a
mayor longitud, mayor productividad.
17
Curvas de Razón de Productividad
10-1 100 101 102 103
.1
.2
.3
.4
.5
.6
.7
.8
9
7
5
3
1
L/L/rere
llnn
KKff ww hhff rree
rrwwhh2 K L2 K L
JJ JoJo
6.21
56.
215
lnlnrr e e //
rr ww
Figura 5
Conclusiones:
El aceite estabilizado como fluido fracturante, es el que dio mejores resultados en
la recuperación de hidrocarburos.
Los pozos fracturados con aceite estabilizado se mantuvieron mas tiempo como
fluyentes que los fracturados con gelatinas base kerosina y base agua.
La producción acumulada a un tiempo determinado, es de 2.3 veces mayor en los
pozos fracturados con aceite que con gelatinas base kerosina.
Los pozos fracturados con gelatinas base agua, requieren de un sistema artificial
de producción desde el inicio o en los primeros 5 meses para su explotación.
Las gelatinas base agua provocan mayor daño a la conductividad de la fractura y
a la permeabilidad de la formación, debido a la alta concentración de polímeros
que utilizan para modificar su viscosidad.
El retorno de la gelatina inyectada de los 9 pozos fracturados en el campo Tajín,
fue del 40 al 60 % del volumen total.
Los registros espectrales son de gran ayuda para determinar la altura y amplitud
de las fracturas.
Los análisis de las pruebas de presión, proporcionaron importante información
para la toma de decisiones y corroboraron la presencia de fracturas múltiples
observadas en los registros espectrales.
No obstante el haber utilizado productos químicos para evitar el retorno de arena,
éste no pudo evitarse.
En arenas de baja permeabilidad, el parámetro que más influencia tiene sobre la
producción de los pozos, es la longitud de fractura.
18
Se deben manejar gastos menores o iguales a 25 bpm y concentraciones de
arena de 0.5 a 4 lbs/gal para generar fracturas de longitudes similares al radio de
drene.
Recomendaciones.
Para lograr una mayor recuperación de aceite en su etapa primaria, e incrementar las
reservas del yacimiento Chicontepec, se recomienda lo siguiente:
Efectuar pruebas de presión prefractura para obtener parámetros confiables en los
diseños de fracturamiento.
Utilizar aceite estabilizado como fluido fracturante o gelatinas base agua con bajas
concentraciones de polímeros para minimizar el daño a la conductividad de la
fractura, incrementar la productividad de los pozos y por ende el factor de
recuperación.
Continuar utilizando los registro espectrales para determinar la altura y amplitud
de la fractura.
Probar otras tecnologías para determinar la orientación y longitud de la fractura de
una manera más exacta, como por ejemplo los inclinómetros de fondo y de
superficie.
Efectuar pruebas de fracturas enfocadas para aprovechar todas las arenas del
desarrollo areno-arcilloso e incrementar la recuperación de hidrocarburos.
Utilizar arena Unimin 10-20 a 12-20, según diseño.
Para evitar el retorno de arena utilizar arenas curadas, y dejar el pozo cerrado por
lo menos 48 horas para asegurarse del rompimiento de la gelatina y del cierre de
fractura.
Referencias.
Evaluación de fracturamientos hidráulicos en la formación Chicontepec Francisco
Fragachan, Dowell - Schlumberger 1992
19
Evolución y Evaluación en el Diseño de los Fracturamientos Hidráulicos. K. G.
Nolte, Schlumberger - Dowell
Curso Avanzado de Fracturamiento Hidráulico Reynosa, México Nov/1992
Hydraulic Fracturing Short Course Meyer y Asociados, Villa Hermosa, Tabasco,
México. Sep/1998
Fracture Fluids and Proppants Holditch – Reservoir Tenologics, Juanary 2000
Perforating for Stimulation: An Engineered Solution R. S. Lestz. SPE, J.N. Clarke
SPE 56471
Diseños y reportes de fracturamiento de pozos del Activo de Producción Poza
Rica. Expedientes de Pozos.
Estadística de Fracturamientos de los campos; Presidente Miguel Alemán, Tajin,
Agua Fría, Soledad y pozos Exploratorios. Documento interno de Pemex.
20